1、事件经过
2012年9月2日#1机组协调方式运行，负荷410MW，A、B、D、E、F制粉系统运行，总煤量173t/h，给水流量1270t/h。9:00， 运行值班员监盘发现1B EH油泵电流摆动大，由34A摆至51A，最大至55A，就地检查#3高调门开度摆动，并伴有EH油管道振动；
10:34 #3高调门开度剧烈摆动，从42%突然关至0%，又摆回到39%再关至0%，反复发出开指令，#3高调门始终为0%，初步判断#3高调门油动机伺服阀故障所致。
11:30 #1机#3高调门油动机伺服阀更换工作票许可开工（工作票编号为W176RW2012090006）；热机安全措施为：关闭#1机#3高调门（1DEHGV3DMD）油动机进油门，并在门杆上挂“禁止操作，有人工作”牌。热控安全措施为：1、拔出#1机组DEH控制柜#3高调门（1DEHGV3DMD）液压伺服子模件；2、拆除#1机组#3高调门（1DEHGV3DMD）油动机伺服阀信号线。
汽机检修人员根据以往多次更换油动机伺服阀的经验：在油动机下腔测压接头接上测压表，测定油动机下腔压力为0MPa时，判断OPC逆止门以及油动机供油门是严密的，便依次松动#3高调门油动机伺服阀4条固定的内六角螺钉，4条螺钉周向均松动了180度，#3高调门伺服阀有EH油呲出，检修人员立即对伺服阀4条螺钉进行紧固并对#3高调门油动机供油门进行复校，但漏油量不见减小。
12:30 EH油箱油位由原来的634mm降至530mm。
13:25 降机组负荷至260MW，手动MFT。
14:30 检修更换了#3高调门伺服阀，恢复安措，传动#3高调门动作正常。
其后，检修人员对#1机#3高调门油动机进油门和逆止门进行检查，发现进油门存在缺陷，进行了修复。
2、事件原因
根据现场处理和事后对油动机供油门检查情况，分析为：#1机 #3高调门油动机伺服阀内部滑阀卡涩至0位或0偏位，造成油动机下腔与回油管接通，来油与油动机下腔隔绝，故对油动机下腔测压显示为0MPa，实际上油动机供油门并不严密，EH高压油未被可靠切断，伺服阀前仍有压力油，导致拆解伺服阀时出现大量漏油。
3、暴露问题
（1）检修人员对在线更换油动机伺服阀危险点辨识分析不全面，采取的预控措施不到位，对可能造成的后果估计不足。
（2）检修人员的技能水平仍需提高，对设备系统的掌握存在不足，依赖油动机下腔有无压力来判断OPC逆止门以及油动机供油门是否严密的方法存在漏洞,之前多次更换成功的经验掩盖了存在的问题。
（3）设备结构设计考虑不周，伺服阀与供油门之间的压力无法测量（未设计测压接头），对在线更换油动机伺服阀构成了威胁和不便。
4、防范措施
（1）利用检修机会在油动机伺服阀与供油门之间加装压力测点，以此来判断OPC逆止门以及油动机供油门是否严密。
（2）扎实开展技能培训工作，增强员工风险意识和辨识能力，提高员工技能水平，对各项工作存在的风险认真进行分析和辨识，采取有效措施，防止类似事件重复发生。
（3）加强设备检修、维护管理力度，对各台机组油动机易损密封件状态进行分析及时更换，利用检修机会对油动机伺服阀、OPC逆止门以及油动机供油门进行细致检修及检测，提高设备健康水平。
1、事件经过
2013年8月22日#4机组负荷590MW，AGC、协调投入，4A、4B、4C、4D、4E磨运行，4A、4B汽泵运行，烟风系统运行正常，总煤量228 t/h，给水流量1657t/h。EH油箱油位575mm，4B EH油泵运行，4A EH油泵备用。15:01 巡检发现主机高调门处漏油，检查确认#3高调门EH供油管路漏油严重，系统无隔离手门。DCS画面显示EH油箱油位由575mm下降至421mm，4B EH油泵电流由36A涨至66A，联系检修加油。
15:06 来EH油箱油位低报警（400mm）。
15:07 来EH油箱油位低低报警(366mm)。
15:10 解除机组协调，开始降负荷。
15:10 EH油压由12.85Mpa开始下降，此时EH油箱油位231mm。
15:11 EH油压降至12.48Mpa,4A EH油泵联启。
15:12 机组负荷降至573MW， EH油压7.5Mpa、油箱油位220mm，汽轮机跳闸，首出为DEH跳闸，锅炉、发电机联动正常；检查辅机设备联动正常。
2、事件原因
#4机组跳闸原因为#3高调门供油手门前管道漏油严重且无法隔绝，EH油箱油位下降过快，EH油压低，汽轮机DEH保护动作跳闸。根据厂家哈尔滨汽轮机厂汽轮机设计要求，DEH判断汽机是否挂闸只有通过对AST母管压力状态的监视来实现，AST母管油压低于设计值即认为该汽机实际已跳闸，因此送出挂闸油压低（ASL）报警信号到DEH，通过DEH跳闸保护回路触发相应信号连锁相关设备动作保护汽轮机。当EH油箱液位低于231mm，EH油压开始降低，导致挂闸油压降低，EH油压低于7.29Mpa时，AST母管油压力开关动作（低于7.0Mpa动作），三个ASL信号通过三取二判断后，触发DEH跳闸保护动作信号1秒脉冲，DEH跳闸保护信号通过三根硬接线送至ETS系统，跳闸汽轮机，汽轮机ETS跳闸联跳锅炉MFT。
经检查发现在#4机组#3高调门油动机EH油供油管路活结“蘑菇头”变径处有穿透性环形裂纹，该接头为制造厂家设备自带，检查蘑菇头变径处没有过渡倒角，变径处存在应力集中，机组长期运行中管路有小幅低频振动产生，应力集中区疲劳导致细微裂纹，裂纹逐渐扩展，最终断裂引起EH油管路泄漏，造成EH油箱油位下降过快EH油压维持不住导致#4汽轮机跳闸。（详见附件1环形裂纹图片）
3、暴露问题
（1） #4机组#3高调门EH油供管道蘑菇头处存在设计和质量问题，长时间运行出现裂纹。
（2）机组检修期间，由于蘑菇接头较短，焊缝阻碍紧固螺母，蘑菇头变径处隐藏在紧固螺母内部，无法进行探伤检查，造成裂纹隐患没有及时发现。
4、防范措施
（1）加强对全厂油动机接头和管道的漏油检查，及时采取处理措施，消除漏油隐患。
（2）与液压控制设备专业厂家进行沟通，落实蘑菇头设计规范和技术图纸，确认蘑菇头变径处是否应有过渡倒角。
（3）按照活接头设计规范和加工制作工艺要求，加工活接头备件，利用机组检修机会对活接头进行整体更换改造。
（4）利用机组检修机会，对蘑菇头变径处进行探伤检查，目前由于蘑菇接头较短，焊缝阻碍紧固螺母，蘑菇头变径处隐藏在紧固螺母内部，无法进行检查。待对活接头进行改造更换后，定期开展探伤检查工作。
（5）对油系统管道支架进行全面检查，消除管道碰磨；加强油系统管道振动的监测，做好跟踪和记录，分析振动变化，对出现的异常振动及时采取措施进行处理。
1、事件经过
2014年04月02日，#4机组协调控制方式，负荷450MW，主蒸汽压力18.43MPa,给水流量1348t/h, A、B、C、E四台制粉系统运行，4A、4B汽泵运行。11:34:07 #1高压主汽门TV1突关至0，主蒸汽压力一分钟内快速上涨至23.76MPa，给水流量下降至993 t/h。
11:35:25 给水流量低至934t/h，主汽压至25MPa,解除两台汽泵自动，手动增加给水流量，给水流量未见上涨。
11:35:38 给水流量低低动作，锅炉MFT，汽轮机联锁跳闸，发电机逆功率保护动作，发电机解列，其他主辅设备联动正常。
2、事件原因
3、暴露问题
（1）EH油系统设备维护管理工作不到位，专业技术管理不到位，设备可靠性水平不高。
（2）日常油质管理及监督工作重视不够，定期工作需要加强。
（3）检修人员技术能力存在不足，对设备状态掌握不清楚。
4、防范措施
（1）汽机专业统计近5年来EH油系统发生的主要缺陷、异常和故障，进行全面的分析和总结，举一反三，开展有针对性的隐患排查治理工作。
（2）研究制定EH油系统设备寿命管理规定，确定停机必检项目，编制EH油系统管理细则，分清各级人员责任，明确定期工作，审批后严格执行。
（3）加强油质监督及管理工作。成立滤油队，设置油质专责（正式员工），加强管理，专人负责；制定滤油制度，并严格落实执行；盘点现有滤油机设备状况，及时修复故障滤油机；每月开展一次油质技术分析，形成分析报告，并作为定期工作长期开展。
（4）加强EH油系统设备检修质量管理，规范检修工艺，加强现场监管，避免因检修质量不高而遗留设备隐患，做好#2机组EH油系统设备检修和质量控制工作，确保检修质量。
（5）制作各机组调速汽门状况示意图，对各机组可在线更换的伺服阀进行标识，并作为停机后设备检查表。
（6）加强人员培训工作，提高专业人员对EH油系统设备的熟悉掌握，提高分析解决问题的能力。
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